USD 60.3696

+0.11

EUR 61.361

+0.27

BRENT 94.66

+0.2

AИ-95 50.76

0

AИ-98 59.93

0

ДТ 54.08

0

2 мин
...

ЛУКОЙЛ создал геолого-гидродинамическую модель пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

На ней проводят оперативные расчеты по оценке эффективности пароциклических обработок, закачки горячей воды, поверхностно-активных веществ, а также эксплуатационного бурения

 ЛУКОЙЛ создал геолого-гидродинамическую модель пермокарбоновой залежи Усинского месторождения

Источник: Пресс-служба ЛУКОЙЛ-Инжиниринг

Москва, 2 июн - ИА Neftegaz.RU. Специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга, дочки ЛУКОЙЛа, создали постоянно действующую геолого-гидродинамическую модель уникального по запасам и строению объекта – пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Использование модели:
  • значительно сокращает рутинные процессы расчетов технологических параметров,
  • оптимизирует процесс формирования таблиц,
  • снижает субъективность расчетов.
При этом модель отражает все физико-химические процессы, происходящие при разработке месторождения.

На гидродинамической модели специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга проводят оперативные расчеты по оценке эффективности пароциклических обработок, закачки горячей воды, поверхностно-активных веществ, а также эксплуатационного бурения.

Ранее специалисты ЛУКОЙЛ-Инжиниринга разработали геолого-литологическую модель месторождения пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, которая стала основой для геолого-гидродинамической модели.

В перспективе модель планируется применять для расчетов:
  • технологических показателей для проектной технической документации на разработку месторождения,
  • эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта,
  • для оценки эффективности бурения новых скважин,
  • для принятия оперативных решений по разработке залежи.
Особенности разработки пермокарбоновой залежи обусловлены сложным геологическим строением массивного трещинновато-кавернозно-порового карбонатного резервуара высотой около 300 м, содержащего сверхвязкую нефть.

Неоднородность фильтрационно-емкостных свойств, развитие трещинноватости, кавернозности и карстовых полостей оказывают значительное влияние на процессы фильтрации флюида в пласте.

Для учета влияния вторичных изменений коллектора в геолого-гидродинамической модели применен подход комплексирования разномасштабных исследований.
При создании массива проницаемости пласта использовались:
  • результаты геофизических исследований скважин,
  • данные керна,
  • результаты гидродинамических исследований,
  • данные о поглощениях буровых растворов,
  • результаты 3D-сейсмических исследований.
Также в геолого-технологической модели построен куб компонентного состава нефти с учетом вязкостей псевдокомпонентов при температуре и давлении, свойства которой соответствуют проведенным лабораторным исследованиям с привязкой к глубине отбора пробы.

Для учета теплопереноса горных пород при воздействии тепловых методов в процессе моделирования учтен неколлектор.

Автор:

Источник : Neftegaz.RU


Подписывайтесь на канал Neftegaz.RU в Telegram
Новости СМИ2




Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»